Factores de actualización del gas natural en

Factores de actualización del gas natural en

Regulación
del gas natural
en el Perú
2012
• Actividades reguladas
y no reguladas
• Componentes del precio
del gas natural
• El precio del gas natural
en Lima y Callao
• Las tarifas de gas natural
en otras concesiones
La División de Gas Natural de la Gerencia Adjunta
de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN, ha elaborado el presente folleto denominado ‘Regulación
del Gas Natural en el Perú’, con la finalidad de
contribuir a la masificación del consumo de este
combustible, sobre la base del mejor conocimiento
y comprensión de las actividades de la industria
del gas natural, de los elementos que componen
la tarifa que se aplica a los consumidores finales, y
de la actividad reguladora del Estado para que los
beneficios de este energético lleguen a los usuarios
en las mejores condiciones de calidad, cantidad,
oportunidad y precio.
Este material contiene información relevante
sobre la regulación de las tarifas de transporte y
distribución del gas natural de Camisea en Lima
y Callao. Asimismo, brinda información sobre los
otros gasoductos que se han concesionado en
el país, como el Gasoducto Andino del Sur, y el
gasoducto de distribución de gas natural en la
Región Ica.
INTRODUCCIÓN
El Siglo del Gas Natural
La energía en todas sus formas es vital para el desenvolvimiento de la vida humana
en nuestro planeta, y una de nuestras principales fuentes de energía proviene de los
combustibles fósiles, como el carbón, el petróleo y el gas natural. Sin estos recursos
es imposible explicar el desarrollo alcanzado por la industria manufacturera, automovilística, aeronáutica, naval, militar y de tantos otros sectores que se sustentan en el
empleo de estos recursos.
El suministro energético que demanda el desenvolvimiento de la sociedad contemporánea depende, en
gran medida, de la disponibilidad de petróleo y gas
natural. Esta dependencia subsistirá hasta que los
combustibles fósiles cedan su supremacía a otras
fuentes energéticas más limpias, económicas y perdurables, o hasta cuando sus reservas alcances niveles críticos. El agotamiento de los yacimientos es un
hecho anunciado sin fecha establecida.
Se sabe que se puede encontrar petróleo y gas natural en todos los continentes distribuidos de forma muy
irregular. Que enormes campos petrolíferos que contienen alrededor de la mitad del petróleo mundial se
encuentran en el Medio Oriente. Que existen también
grandes cantidades de petróleo en el Golfo de México,
el Mar del Norte y el Ártico ruso y estadounidense.
Se estima que hay notables reservas en las plataformas continentales, aunque por diversas razones la
mayoría de ellas no han sido aún localizadas ni exploradas. En consecuencia es muy difícil estimar para
cuántos años tenemos petróleo y gas natural. Es también difícil hacer cálculos y pronósticos porque ello depende de muchas variables aún desconocidas.
Una de estas variables está relacionada con la incidencia de las reservas no convencionales de pe-
tróleo y gas natural en la disponibilidad futura de
combustibles; pero es un hecho que los elevados
precios del crudo y sus derivados, y las nuevas técnicas de extracción, transporte y aprovechamiento
de hidrocarburos han abierto el camino a reservorios
descartados por la mayor dificultad y los altos costos
que demanda su explotación. La gran variedad de
reservas no convencional, como el crudo que yace
en el fondo marino o los sistemas que transforman
el gas o el carbón en líquido, brinda posibilidades
ilimitadas.
Este es someramente el entorno en el que se desenvuelve nuestra joven industria de gas natural y que
nos obliga a ser eficientes en el aprovechamiento del
recurso que disponemos. Se dice que el Siglo XXI es
el Siglo del Gas Natural, no solo porque el gas natural sustituye al petróleo con ventajas en la seguridad del suministro, en los precios y la relación con
el medio ambiente, sino también porque su empleo
aumenta y su tecnología avanza, lo que abre nuevas
e innumerables posibilidades para el desarrollo de
las naciones.
El gas de Camisea cuyas actividades reguladas se
explicación en esta publicación nos ha hecho actores
del Siglo del Gas Natural.
CONTENIDO
Introducción
Capítulo II
El Siglo del Gas Natural......................................... Pag.2
Regulación del gas natural.................................... Pag.5
Capítulo I
Precios del gas natural en Lima y Callao............. Pag.8
El gas natural: actividades
reguladas y no reguladas...................................... Pag.3
Precios del gas natural en Ica............................Pag.16
2
Tarifas del Gasoducto Andino del Sur.................Pag.19
CAPÍTULO I
El gas natural: actividades
reguladas y no reguladas
La industria peruana del gas natural comprende un conjunto de actividades que van
desde la extracción del hidrocarburo de sus depósitos naturales hasta la entrega del
mismo a los consumidores, como se observa en el gráfico que ilustra esta página. Algunas de estas actividades están sujetas a regulación tarifarias y otras no.
Actividades no
reguladas
Gráfico 1
Cadena del gas natural de Camisea
La exploración, extracción y tratamiento del gas natural, que para los fines de esta publicación se denominan ‘actividades de campo’, son actividades que se
desenvuelven en un contexto competitivo, de acuerdo
con las condiciones establecidas por el Estado peruano en los respectivos contratos de licencia. En el caso
de Camisea, las actividades de campo están licenciadas al Consorcio Camisea1; en consecuencia, el precio del gas natural en ‘boca de pozo’ no es regulado
por OSINERGMIN; sus valores máximos y fórmulas de
actualización están contenidos en el correspondiente
contrato de licencia.
El transporte y distribución de gas natural comprimido
(GNC) y gas natural licuado (GNL) por medio de ‘gasoductos virtuales’, para fines residenciales, industriales, comerciales o vehiculares, son también actividades en las que el Estado no interviene en la fijación
de sus precios. Estos son establecidos en un entorno
competitivo donde interviene la oferta y la demanda.
Al igual que las actividades de campo, las empresas
operadoras de gasoductos virtuales deben respetar el
ordenamiento legal establecido.
Actividades
reguladas
En cambio, las tarifas de transporte y distribución de
gas natural por ductos (gasoductos físicos) son reguladas por OSINERGMIN. El sistema de ductos que
transporta el gas natural desde Camisea hasta el City
Gate ubicado en Lurín se denomina Red Principal de
Transporte, y está concesionado a Transportadora de
Gas del Perú (TGP). El sistema de ductos que hace posible la distribución de gas natural en la concesión de
Continúa en la página 5
Elaboración Propia.
1. Integrado por Pluspetrol, Hunt Oil, SK Energy, Tecpetrol, Sonatrach y Repsol.
3
Marco normativo
El marco normativo de la industria del gas natural
está conformado por un conjunto de leyes, reglamentos y resoluciones de carácter obligatorio. Los actores que participan en el desarrollo y desenvolvimiento de esta industria deben cumplirlo a cabalidad.
Las principales normas de la industria del gas natural en el Perú son las siguientes:
• Ley Nº 26221. ‘Ley Orgánica de Hidrocarburos’.-
Norma las actividades de hidrocarburos en el territorio nacional.
• Decreto Supremo Nº 042-2005-EM ‘Texto Único
Ordenado de la Ley Orgánica de Hidrocarburos’
(publicado el 14 de octubre de 2005).- Promueve
las actividades de exploración y explotación de
hidrocarburos.
• Ley Nº 27133. ‘Ley de Promoción del Desarrollo
de la Industria del Gas Natural’ (publicada el 04
de junio de 1999).- Establece las condiciones específicas para la promoción del desarrollo de la
industria del gas natural.
• Decreto Supremo Nº 040-99-EM. ‘Reglamento de
la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural’ (publicado el 15 de setiembre de 1999).- Norma la actividad comercial de
la industria de gas natural y la Garantía por Red
Principal.
• Decreto Supremo N° 040-2008-EM ‘Texto Único
Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas
Natural por Red de Ductos’.- Compila la normativa
de la actividad del servicio público de Distribución
de Gas Natural por Red de Ductos.
• Decreto Supremo Nº 018-2004-EM. ‘Normas del
Servicio de Transporte de Gas Natural por Ductos’
(publicado el 16 de junio de 2004).- Establece las
condiciones para la prestación del servicio de
Transporte de Gas Natural por Ductos.
• Decreto Supremo Nº 081-2007-EM. ‘Reglamento
de Transporte de Hidrocarburos por Ductos’ (publicado el 22 de noviembre de 2007).- Norma la
actividad del servicio público de Transporte de
Gas Natural por Ductos.
• Decreto Supremo N° 063-2005-EM ‘Normas
para promover el consumo masivo de gas natural’.- Establece condiciones favorables para facilitar el acceso de los consumidores al uso del gas
natural.
• Decreto Supremo Nº 048-2008-EM (publicado
el 28 de setiembre de 2008).- Modifica el Regla-
4
mento de la Ley Nº 27133, aprobado mediante
D.S. 040-99-EM y dicta disposiciones para unificar procedimientos tarifarios.
• Resolución Suprema Nº 046-2010-EM (publica-
da el 16 de julio de 2010) Aclaratoria a la Adenda al Contrato BOOT de Concesión de Distribución en Lima y Callao suscrita el 6 de mayo de
2010, que aclara el régimen tarifario aplicable a
la prestación del servicio de distribución de gas
natural y aplicación de la Tarifa Única de Distribución.
Marco institucional
Las instituciones públicas comprometidas en la ejecución de las funciones normativas, promocionales,
concedentes, regulatorias, supervisoras y fiscalizadoras de la industria del gas natural, son las siguientes:
• El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) es el
organismo del Estado que tiene competencia
normativa y facultad concedente. A través de la
Dirección General de Hidrocarburos (DGH) y la Dirección General de Asuntos Ambientales y Energéticos se encarga de los asuntos vinculados con
los hidrocarburos y los asuntos medio ambientales, respectivamente.
• PERUPETRO, es la institución que tiene a su car-
go la suscripción de los contratos de exploración
y explotación en el segmento “upstream” o actividades de campo.
• OSINERGMIN, a través de la Gerencia Adjunta
de Regulación Tarifaria (GART), tiene la facultad
de regular las tarifas de transporte y distribución de gas natural por red de ductos. Y a través
de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural
(GFGN) tiene por misión supervisar y fiscalizar
las condiciones de calidad y seguridad de las
instalaciones y operaciones de la industria de
gas natural.
• OEFA, es el ente adscrito al Ministerio del Ambiente que tiene la responsabilidad de verificar
el cumplimiento de la legislación ambiental por
parte de las personas naturales y jurídicas, cualquiera que sea la actividad que desarrollen en el
territorio nacional.
• INDECOPI, tiene a su cargo la elaboración de las
normas técnicas para la construcción, instalación, uso y funcionamiento de las facilidades de
distribución de gas natural en baja presión, así
como del equipamiento que se requiere en las
residencias, centros comerciales e industriales.
CAPÍTULO II
Regulación del gas natural
En el Perú se regulan las tarifas de los servicios públicos, como el transporte y la distribución de gas natural por redes de ductos, porque estas actividades tienen características de
monopolio natural que hacen necesaria la intervención del Estado para evitar el abuso de
la posición de dominio y proteger el interés de los consumidores y los inversionistas.
La GART y la
regulación de
tarifas
La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) del
OSINERGMIN fija las tarifas por servicio de transporte
y distribución de gas natural a través de procedimientos regulatorios2 en los que debe tener en cuenta tres
fuentes para su decisión tarifaria:
• El contrato de concesión entre el Estado peruano
y la empresa regulada (el concesionario del transporte o el concesionario de la distribución);
• Lo dispuesto en la legislación del sector hidrocarburos (referido al gas natural) mediante leyes o
decretos supremos; y
• Las resoluciones emitidas por el Consejo Directivo de OSINERGMIN.
¿Por qué y para qué
se regula?
La GART regula las tarifas de los servicios de transporte y distribución de gas natural por red de ductos
porque estas actividades tienen las características
de monopolios naturales.
Las actividades monopólicas se originan en mercados donde existen imperfecciones que pueden ge-
nerar conflictos entre el interés de los consumidores
(buen servicio a bajo costo) y el interés de los inversionistas (maximizar utilidades).
En consecuencia las tarifas de los servicios públicos
se regulan para:
• Promover un equilibrio que dé seguridad a la inversión y protección al consumidor.
• Garantizar la provisión de un servicio seguro y
de calidad al menor costo posible para el consumidor.
• Garantizar la sostenibilidad de actividades importantes para la sociedad.
OSINERGMIN y la
fijación de las tarifas
de gas natural
En lo que se relaciona con la industria del gas natural, la función reguladora de OSINERGMIN, a través de
la GART, se centra en la regulación de las tarifas de
transporte y distribución del hidrocarburo por redes
de ductos.
La regulación de estas tarifas se realiza dentro del
marco de un procedimiento, que tiene criterios, metodologías, modelos y etapas bien definidas de acuerdo
a la normativa vigente desde el inicio del mismo hasta su finalización con la fijación de las tarifas correspondientes.
2. OSINERGMIN, Introducción a la Regulación de Tarifas de los Servicios Públicos, 2006. Pág. 9.
Actividades reguladas
...viene de la página 3
Lima y Callao está a cargo de Cálidda. La distribución
se paga por medio de la Tarifa Única de Distribución.
El sistema de distribución de gas natural de Camisea
en la Región Ica está concesionado a Contugas. En
tanto el sistema de transporte de gas natural a las
regiones de Cusco, Puno, Arequipa y Moquegua, a
través del Gasoducto Andino del Sur, está concesionado a Kuntur.
La regulación de las tarifas de los servicios de los sistemas de transporte y distribución de gas natural es el
tema central de los siguientes capítulos.
5
El procedimiento
tarifario
según los criterios, métodos y modelos económicos establecidos en el marco regulatorio;
• Luego, OSINERGMIN prepublica la resolución que
fija las tarifas y sustenta la misma en una audiencia pública descentralizada.
Todos los procedimientos de regulación de tarifas que
administra OSINERGMIN, entre ellos los que se refieren a las tarifas de gas natural, están normados por la
Resolución N° 775-2007-OS/CD Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma ‘Procedimientos para la
Fijación de Precios Regulados’.
• Posteriormente publica la tarifa.
• Los interesados pueden presentar recursos de
reconsideración contra la resolución que fija las
tarifas, y sustentar los mismos en audiencia pública;
• El procedimiento concluye en su fase administra-
La resolución indicada contiene en sus anexos los procedimientos específicos para la fijación de tarifas vinculadas al transporte y distribución de gas natural por
red de ductos. Los aspectos más relevantes de dichos
procedimientos son los siguientes:
tiva con la publicación de las resoluciones con las
que el regulador resuelve los recursos de reconsideración. En caso no existieran reconsideraciones
el proceso finaliza con la publicación de la resolución tarifaria.
• El procedimiento se inicia con la presentación de
• Los interesados (usuarios, empresas y demás per-
la propuesta tarifaria de las empresas concesionarias, la misma que debe ser expuesta y sustentada en audiencia pública;
sonas con intereses legítimos en la regulación) tienen garantizado el derecho a intervenir durante el
proceso: en las audiencias públicas y privadas; en
las etapas de entrega de opiniones y sugerencias;
y mediante recursos de reconsideración.
• Durante todo el procedimiento, la propuesta de las
empresas es evaluada y analizada por el regulador
Gráfico 2
Esquema de Procedimiento de Fijación Tarifaria de Red Principal (*)
Revisión de
admisibilidad de
propuesta tarifaria
(OSINERGMIN)
2
5d
3
2d
Presentación
de propuesta
tarifaria
(concesionario)
4
2d
5
3d
6
5d
7
7d
Publicación de la
propuesta tarifaria
en pagina web de
OSINERGMIN
Convocatoria a audiencia
publica de los
concesionarios
Absolución de
observaciones de
admisibilidad
(concesionario)
8
15d
9
3d
10
27d
11
5d
Publicación de las
absoluciones en página
web del (OSINERGMIN)
Observaciones a la
propuesta tarifaria del
concesionario
(OSINERGMIN)
12
5d
Resolución de
recursos de
reconsideración
(OSINERGMIN)
Interposición de
recursos de
reconsideración
(Interesados)
Audiencia pública
Presentación y
sustento de recursos
de reconsideración
(interesados)
Opiniones y
sugerencias respecto
a la prepublicación
(interesados)
Absolución de las
observaciones
(concesionario)
Notificación de
admisibilidad de
propuesta tarifaria
1
Prepublicación del
proyecto de resolución
tarifaria y de la
información que la sustenta;
convocatoria a audiencia
pública (OSINERGMIN)
Audiencia pública
Presentación y
sustento de la
propuesta tarifaria
(concesionarios)
14
13
15d
15d
Publicación de la
resolución que fija
las tarifas de red
principal
(OSINERGMIN)
15
3d
16
5d
17
5d
18
17d
19
3d
Opiniones y sugerencia
sobre recursos de
reconsideración
(Interesados legitimados)
Publicación de los
recursos de reconsideración
Audiencia pública
en pagina web de
exposición y sustento
OSINERGMIN
de criterios y metodologia
Convocatoria a audiencia
(OSINERGMIN)
pública Sustentación de
Recursos
Publicación de
resoluciones
que resuelven
los recursos de
reconsideración
(OSINERGMIN)
Audiencias Privadas **
(*) Cronograma referencial establecido de acuerdo al Anexo J (Procedimientos para Fijación de las Tarifas de Transporte de Gas Natural
por Ductos) del Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma "Procedimiento para Fijación de Precios Regulados, aprobado mediante
la Resolución OSINERGMIN Nº 0775-2007-OS/CD.
(**) Para personas (usuarios, empresas, etc.) con interés legítimo en la regulación.
Fuente: OSINERGMIN
6
Principios del accionar del regulador
Los principios 3 que guían las acciones de OSINERGMIN en el cumplimiento de sus funciones (reguladora, supervisora, fiscalizadora, etc.) se exponen
y desarrollan resumidamente en los siguientes párrafos.
• Supletoriedad.- Las normas de libre competencia
son supletorias a las disposiciones regulatorias
y/o normativas que dicte el regulador.
• Análisis de Decisiones Funcionales.- Las decisio-
• Libre Acceso.- Garantiza a los consumidores el
nes del regulador son evaluadas en relación con
el desarrollo del mercado y la satisfacción de los
consumidores.
• Neutralidad.- Vela por la neutralidad de las activi-
• Eficiencia y Efectividad.- Garantiza el logro de los
libre acceso a los servicios públicos de energía.
dades que desarrollan las entidades sujetas a su
supervisión, regulación y/o fiscalización.
• No Discriminación.- Garantiza que las entidades
no sean discriminadas.
• Actuación basada en el Análisis Costo – Bene-
objetivos al menor costo para la sociedad en su
conjunto.
• Celeridad.- Garantiza la resolución de los temas
y controversias sometidos a consideración del regulador de manera oportuna y en el menor tiempo posible.
ficio.- Garantiza que las acciones del regulador
sean evaluadas para aseguGráfico 3
rar su racionalidad y eficacia.
Principios del accionar de OSINERGMIN
• Transparencia.- Las decisiones del regulador son conocibles y predecibles.
• Imparcialidad.- Los casos se-
mejantes son tratados de manera similar.
• Autonomía.- El regulador no
está sujeto a mandato imperativo de ningún otro órgano o
institución del Estado.
• Subsidiariedad.- La actuación
del regulador procede cuando
los mecanismos de mercado
no son adecuados para la satisfacción de los intereses de
los consumidores.
Criterios de la regulación tarifaria
En lo que respecta a la regulación de tarifas, el accionar de OSINERGMIN se guía también por criterios
bien definidos en el marco normativo y regulatorio.
Éstos son los siguientes:
• El desarrollo de la competencia como la forma
• El mantenimiento de la estabilidad en los pre-
para entender las implicancias de las decisiones regulatorias, y permitirles discutir el impacto de la regulación y sugerir alternativas y
mejora.
cios, dentro de los límites que impone la Ley,
• Tarifas adecuadas para remunerar un servicio
eficiente y que permita una industria de gas natural auto sostenida,
• Atención a la prestación del servicio en el corto,
mediano y largo plazo,
más eficiente para la determinación de los precios,
• Comunicación y consulta con los interesados
• Desarrollo de normas (con pre-publicación) que
esclarezcan los criterios para mejorar la predictibilidad.
3. De acuerdo a lo dispuesto en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado con Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM.
7
El precio del gas natural
El precio del gas natural que se factura al consumidor final está compuesto básicamente por el precio
de gas en “boca de pozo”, la tarifa de transporte, y la
tarifa de distribución.
En el caso del gas de Camisea, que se suministra a los
consumidores finales de Lima y Callao, el precio tiene
los componentes que se muestran en el gráfico 4:
Gráfico 4
Componentes del precio del gas natural
NOTA: DAP: Distribución en Alta Presión, DBP: Distribución en Baja Presión
Precio del gas
en ‘boca de pozo’
El Artículo 77º de la Ley Nº 26221 Ley Orgánica de
Hidrocarburos establece que los precios de los hidrocarburos se rigen en el mercado peruano por la oferta
y la demanda.
Para el caso del gas natural de Camisea, proveniente del Lote 88, el contrato de licencia establece una
fórmula de precios máximos del gas para el mercado
interno, dependiendo de la naturaleza del cliente (generación eléctrica, y otros usos). Lo señalado quiere
decir que el precio del gas natural en “boca de pozo”
no es materia regulada por OSINERGMIN. Es un acuerdo de partes entre el Estado y la empresa licenciataria
plasmado en el contrato de licencia.
De acuerdo con dicho contrato, los precios máximos
básicos fueron de 1,0 y 1,8 dólares americanos por
millón de BTU, para los generadores eléctricos y los
demás usuarios, respectivamente.
Los precios del gas natural contenidos en el contrato
de licencia, se muestran en la tabla 1.
El ducto de la empresa Transportadora de Gas del
Perú (TGP) para el transporte de gas natural recorre
730 kilómetros. El recorrido de este ducto empieza
en Camisea, distrito de Echarate, provincia de La Convención, en el departamento de Cusco y cruza las regiones de Ayacucho, Huancavelica, Ica y Lima, hasta
llegar al City Gate en Lurín.
La distribución de gas natural está concesionada a la
empresa Cálidda. La distribución se regula a través de
la aplicación de la Tarifa Única de Distribución.
En el 2006 existían 158 Km. de redes de distribución
de acero y 275 Km. de redes de polietileno, y a finales
de 2011 las redes de acero y polietileno se expandieron a 338 Km. y 1 403 Km., respectivamente.
Expansión de redes de gas natural en Lima y Callao
Precios vigentes del gas natural
Precio Final (US$/MMBTU*)
Generador eléctrico
1,00
GNV
0,80
Otros
1,80
Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos
en el Lote 88, Cláusula Octava Numeral 8.4.4.1 literal a)
* Millones de Unidades Térmicas Británicas.
Cabe mencionar que mediante carta PPC-GG-060083, del 06 de setiembre de 2006, Pluspetrol se
comprometió a mantener un precio máximo de 0,8
8
Transporte y
distribución del gas
para Lima y Callao
Gráfico 5
Tabla 1
Tipo de usuario
US$/MMBTU, para el gas natural vehicular, por un periodo de seis años.
Tarifa de la Red Principal
de Transporte
Las Tarifas de Transporte de la Red Principal de Camisea se fijaron con la Resolución N°086-2010-OS/CD,
publicada el 21 de abril de 2010. Dichas tarifas son
aplicables en el periodo comprendido entre el 1°de
mayo de 2010 y el 30 de abril de 2012.
El marco normativo define dos tipos de tarifas reguladas: una aplicable a los generadores eléctricos, la cual
es equivalente a la Tarifa Base y la otra aplicable a
cualquier otro usuario del gasoducto. Esta última tarifa
considera como demanda la proyección de los transportes de gas natural a lo largo de la vida útil del gasoducto y es actualizada a la tasa de descuento señalada en las normas correspondientes. Como se sabe la
Red Principal de Transporte está concesionada a TGP.
A la fecha la Tarifa Base es igual a la Tarifa Regulada
debido a que ya se ha alcanzado la capacidad garantizada.
Tabla 2
Tarifa Única de Distribución
Cabe precisar que la Tarifa de la Red Principal de Distribución concesionada a Cálidda quedó sin efecto4
cuando entró en vigencia la Tarifa Única de Distribución (TUD) aprobada en diciembre de 2009, mediante Resolución Nº 261-2009-OS/CD, la misma que fue
modificada por las resoluciones Nº 051-2010-OS/
CD, Nº 057-2010-OS/CD, y Nº 211-2010-OS/CD publicadas el 28 de febrero de 2010, el 25 de agosto de
2010, y el 25 de agosto del mismo año, respectivamente. La TUD entró en vigencia en mayo de 20105,
para cuyo efecto el Ministerio de Energía y Minas modificó el Contrato BOOT de Concesión de Distribución
de Gas Natural por Red de Ductos en el Departamento de Lima y la Provincia Constitucional del Callao,
mediante la Resolución Suprema Nº 037-2010-EM.
Tabla 3
Tarifa de Red Principal de Camisea 2010-2012
aplicable a TGP
Tipo
a las Tarifas Base (reguladas) a partir del 1º de mayo
de 2010, por tanto las tarifas establecidas en la Resolución N° 086-2010-OS/CD están afectas al factor de
descuento señalado.
Márgenes de la Tarifa Única de Distribución de Cálidda
US$/Millar de m
3
Tarifa Base
31,4384
Tarifa Regulada / Generador Eléctrico
31,4384
Tarifa Regulada / Otros Usuarios
31,4384
Como producto del adelanto en la recaudación de la
Garantía por Red Principal (GRP), se ha definido en el
Artículo 1° de la Resolución Nº 082-2010-OS/CD el
Factor de Descuento Aplicable a las Tarifas de la Red
Principal cuando el ingreso por el servicio supere al ingreso garantizado (FDA). Dicho factor es de aplicación
Tipo de
Usuario
Margen de comercialización
US$/mes
A
1 0000
B
39,2000
US$/(Sm3/d)mes
Margen de Distribución
US$/(Sm3/
d)-mes
US$/Mil
Sm3(*)
117,8700
51,4000
C
0,2361
31,7700
D
0,1829
24,6200
GNV
0,2031
E
0,0579
0,2369
27,3300
12,1100
GE
0,0586
0,2397
14,2200
Tarifas modificadas por Resolución Nº 211-2010-OS/CD.
(*) Metros cúbicos estándar.
Categorías de consumidores
Los consumidores de gas natural se dividen en dos
grandes grupos:
• Consumidores Independientes: Aquellos que ad-
quieren el hidrocarburo directamente del productor, siempre que sea por un volumen mayor a los
30 000 m3/día y un plazo contractual no menor
a 6 meses.
• Consumidores Regulados: Aquellos que adquieren gas natural del concesionario de distribución
por un volumen igual o menor a 30 000 m3/día.
Tabla 4
Categorías Tarifarias
Categoría
Tarifaría
A
B
C
D
GNV
E
Rango de Consumo
(Sm3/mes)
Hasta 300
Desde 301 hasta 1 750
Desde 17 501 hasta 300 00
Desde 300 001 hasta 900 00
Para estaciones de servicio y/o gasocentros de
gas natural vehicular independientemente de la
magnitud de consumo mensual
Consumo mayor a 900 000
Para generadores eléctricos, independiente-
GE
OSINERGMIN aprobó mediante Resolución Nº 211mente de la magnitud de consumo mensual
2010-OS/CD, las nuevas categorías tarifarias de consumidores para la concesión de distribución de gas natural por red de ductos de Lima y Callao.
4. De acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 4º de la Resolución Nº 086-2010-OS/CD
5. Conforme a lo dispuesto en el Artículo 18º de la Resolución Nº 261-2009-OS/CD, la TUD entra en vigencia al día siguiente
de publicada la Resolución Suprema que aprueba las modificaciones al Contrato de Concesión de Distribución de Gas
Natural de Lima y Callao.
9
Otros componentes
regulados
Derecho de conexión
Es aquel que adquiere el interesado para acceder al
suministro de gas natural dentro del área de concesión, mediante un único pago obligatorio y no reembolsable. Este monto es regulado por OSINERGMIN6
e incluye el costo de la tubería de conexión, la misma
que se muestra en el gráfico siguiente:
Gráfico 6
Tubería de conexión
Medición y regulación
• Los Derechos de Conexión pagados por los
Interesados se deben actualizar, para efectos
de la revisión tarifaria, siguiendo el valor de la
Red Común7.
Los derechos de conexión según categorías de consumidor se detallan en la tabla siguiente:
Tabla 5
Derecho de Conexión según categorías
Categoría
Cinta de
seguridad
Tubo de cobre
o acero
Tapinng
Tee
Red de
polietileno
Acople de Tubería de Acople de Gripar
reducción polietileno reducción
Tubería de conexión
Fuente: OSINERGMIN
El Derecho de Conexión está regulado de acuerdo a
los siguientes criterios:
i. Para consumidores cuyo consumo es mayor a
300 m3 std /mes:
• El Derecho de Conexión debe cubrir el equi-
valente al costo esperado de la tubería de
conexión promedio, más la parte del costo
esperado de desarrollo de la Red Común.
• El Derecho de Conexión debe cubrir al menos la longitud promedio de la tubería de
conexión de los nuevos suministros. Asimismo, para estos consumidores, el Derecho de
Conexión se propondrá en función del tipo
de uso del gas natural (industria, GNV, GNC,
GNL, generación eléctrica, etc.) y la presión
de suministro garantizado.
ii. Para el caso de los consumidores regulados cuyo
consumo sea menor o igual a 300 m3 std/mes el
Derecho de Conexión deberá ser, como máximo,
el equivalente al costo esperado de la tubería de
conexión promedio.
US$/(Sm3/d)
Factor K
A
94,2
9
B
6,8
3
C
2,7
3
D
2,4
3
E
1,3
3
12,0
3
GNV
Cajilla
Derecho de Conexión
GE
0,5
3
Nota: Para el caso de la Categoría A, se utilizará un
promedio por cliente de 0,70 m3/d.
Valores aprobados por Resolución Nº 261-2009-OS/CD.
El Factor K está referido al Factor límite que considera OSINERGMIN para que una ampliación sea incorporada automáticamente en la Base Tarifaria8.
Acometida
Es el elemento de la conexión domiciliaria que une la
tubería de conexión con la red interna del domicilio
del consumidor y permite controlar y medir el flujo del
gas natural.
La acometida tiene como componentes: el medidor,
los equipos de regulación, la caja de protección, los
accesorios y las válvulas de protección.
En febrero de 2010, OSINERGMIN fijó los Topes Máximos de Acometida9 de la concesión de distribución
de gas natural por red de ductos de Lima y Callao,
para los consumidores con consumos menores o
iguales a 300 m3/mes, de acuerdo a lo establecido
en el Artículo 118º del Reglamento de Distribución.
Tabla 6
Topes Máximos de Acometida para consumos igual o
menor a 300 m3/mes
Tipo de
Acometida
En muro existente
US$
En murete construido
US$
Con medidor G 1,6
105,79
132,38
Con medidor G 4
127,64
154,24
Con medidor G 6
224,80
274,30
Para el caso de las demás categorías tarifarias, con
consumos mayores a 300 m3/mes, los topes máxi-
6. Resolución Nº 261-2009-OS/CD, publicada el 17 de diciembre de 2009.
7. Red de Media y Baja Presión.
8. Costos de inversión y operación y mantenimiento incluidos en la tarifa de distribución de gas natural por red de ductos
fijada por OSINERGMIN. Dichos costos incluyen las instalaciones existentes y las que proyecta efectuar el concesionario
dentro de su Plan Quinquenal de Inversiones aprobado por OSINERGMIN.
9. Resolución Nº 051-2010-OS/CD, la cual modificó la Resolución Nº 261-2009-OS/CD.
10
mos de acometida, así como sus correspondientes
cargos por mantenimiento, no son regulados por OSINERGMIN.
Para el caso de consumidores de la Categoría A con
acometidas de otras categorías, el monto de mantenimiento será negociado con el concesionario, debiendo descontarse el costo de mantenimiento reconocido
en la fijación de tarifas para la Categoría A.
Cargos de inspección, supervisión
y habilitación
Los Cargos por Inspección,
Supervisión y Habilitación de
la Instalación Interna, en la
concesión de distribución de
gas natural por red de ductos de Lima y Callao, para los
nuevos consumidores con
consumos mayores a 300
m3/mes fue fijada por OSINERGMIN con Resolución Nº
261-2009-OS/CD.
Tabla 7
Cargo por Inspección,
Supervisión y Habilitación
de la Instalación Interna
Proceso
US$
Inspección
81,27
Supervisión
62,52
Habilitación
328,41
Total
472,20
Para los consumidores con consumos menores o iguales a 300 m3/mes dichos cargos están incluidos en la
tarifa de la categoría A.
Cargos por corte y reconexión
De acuerdo al Reglamento de Distribución de gas
natural10 la empresa distribuidora está autorizada a
realizar el “corte” del servicio al consumidor por los
siguientes motivos:
• Cuando éste deba dos facturas consecutivas,
• Si consume el gas natural de forma indebida o sin
autorización,
• Si impide la lectura del medidor de su domicilio,
• Cuando revende el gas natural a terceros vía redes
de distribución no autorizadas,
Cierre del servicio
Esta modalidad es Tabla 8
aplicable en los ca- Corte Tipo I: Cierre del servicio
sos que se encuenCategorías
US$
tren pendiente de
A y B Comercial
5,98
pago dos recibos o
B y C Industrial
23,00
cuotas de servicio,
D
30,54
debidamente notificadas. Comprende el cierre de la válvula de entrada,
la verificación de posibles fugas y el precintado.
Retiro de los componentes
de la Acometida
Esta modalidad es Tabla 9
aplicable cuando el Corte Tipo II: Retiro de
usuario
consuma componente de la Acometida
Categorías
US$
gas natural sin auA
y
B
Comercial
6,38
torización de la conB y C Industrial
47,85
cesionaria, vulnere
las condiciones del
D
79,12
servicio, ponga en
peligro la seguridad de las personas o la propiedad
de terceros, haga instalaciones fraudulentas, dañe
la acometida o el sistema de distribución, manipule
indebidamente cualquier instalación de la distribuidora, revenda gas natural a terceros y por causales
de resolución del contrato. En función de las características de la acometida, los retiros de los componentes de la acometida se clasifican en:
--
Para categorías A y B-comercial: Comprende el
cierre de válvula de entrada, el retiro del medidor
y regulador según sea el caso, taponado de la tubería de conexión, la verificación de pérdidas en
la zona de intervención y el precintado.
--
Para la categoría B-industrial, C, D y GNV: Comprende el cierre de válvula de entrada, el retiro
del medidor, la instalación de una placa ciega y
de una junta cuando corresponda, el ajuste de bridas y la verificación de pérdidas.
• Si pone en peligro la seguridad de las personas o
la propiedad de terceros al realizar instalaciones
fraudulentas,
• Si impide la revisión de las instalaciones internas,
equipos y acometida correspondientes a su domicilio,
• Cuando manipula indebidamente cualquier instalación de la concesionaria.
A continuación se explican las modalidades de cierre
y corte del servicio de gas natural, de acuerdo a lo
aprobado por OSINERGMIN11.
Fuente: Cálidda
10. Artículo 75° del D.S.042-99-EM, “Reglamento de Distribución de Gas Natural por Redes de Ductos”, de fecha 15 de septiembre de 1999.
11. La descripción y secuencia de aplicación de las modalidades de corte, serán las establecidas en la Resolución N° 3712006-OS/CD, o en aquella norma que la sustituya.
11
Corte del servicio
Esta modalidad es Tabla 10
aplicable cuando el Corte Tipo III: Corte del servicio
usuario impide el acCategorías
US$
ceso al gabinete de
A y B Comercial
70,45
la acometida para
B, C Industrial y D*
171,15
ejecutar el cierre del
B y C Industrial**
199,64
servicio o el retiro de
D**
204,98
sus componentes;
* Polietileno. ** Acero
impide la lectura
del medidor; o el acceso a las instalaciones internas,
equipos y acometida, para su revisión.
de la reapertura
de la válvula de
entrada, verificación de entrada de gas a
equipos y el precintado.
--
--
Para categorías A y B-comercial (residenciales):
Comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería de conexión, el cierre de la válvula de entrada (de ser el caso), prensado y corte
de la tubería, venteo del gas remanente desde la
válvula hasta el punto de corte, cierre de tubería
mediante fusión de casquete, la verificación de
pérdidas en la zona de intervención y el relleno
del pozo.
Para categorías B-industrial, C, D y GNV, con tubería de polietileno: Comprende la realización de un
pozo para acceder a la tubería de conexión, cierre
de la válvula de entrada (de ser el caso), prensado
corte de la tubería de polietileno, venteo del gas
remanente desde la válvula hasta el punto de corte, cierre de tubería mediante fusión de casquete,
la verificación de pérdidas en la zona de intervención y el relleno del pozo.
--
12
Reconexión por
cierre de servicio, para todas
las categorías
(residenciales,
industriales
y
GNV): Compren-
Tabla 11
Reconexión Tipo I: Reconexión por
cierre
Categorías
US$
A y B Comercial
7,66
B y C Industrial
31,16
D
58,36
Categorías
US$
A y B Comercial
8,17
B y C Industrial
64,83
D
151,19
La reposición de los componentes de la acometida: Para cada caso se realiza un presupuesto particular que considere el trabajo complementario
que involucre la normalización de la acometida
con la reutilización del medidor, dependiendo de
su estado de conservación. Los costos unitarios
a emplear son los considerados en la regulación
de tarifas máximas de corte y Tabla 13
Reconexión Tipo III: Reconexión
reconexión.
--
Reconexión por
corte de servicio:
Esta modalidad
se clasifica de
acuerdo a la categoría tarifaria
del consumidor.
por corte
Categorías
US$
A y B Comercial
80,92
B, C Industrial*
201,55
D*
196,21
B y C Industrial**
275,09
D**
* Polietileno.
** Acero
269,75
99
Para categorías A y B-comercial: Comprende la realización
de un pozo para acceder a la tubería, prensado y corte de la tubería de polietileno, instalación de nuevo tramo de tubería de polietileno
mediante electrofusión y enfriamiento, la verificación de pérdidas gas en la zona de intervención, reapertura de la válvula de entrada y
el relleno del pozo.
99
Para categorías B-industrial, C, D y GNV con
tubería de polietileno: Comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería
de conexión, prensado y corte de la tubería
de polietileno, instalación de nuevo tramo
de tubería de polietileno mediante electrofusión y enfriamiento, la verificación de pérdidas de gas en la zona de intervención, reapertura de la válvula de entrada y el relleno
del pozo.
99
Para categorías B-industrial, C, D y GNV con
tubería de acero: Comprende el destapado
de la cámara o la realización de un pozo para
acceder a la válvula enterrada, cierre de la
válvula de entrada, retiro del disco ciego,
apertura de válvula de entrada, verificación
de pérdidas zona de intervención y tapado de
la cámara o relleno del pozo.
Para categorías B-industrial, C, D y GNV con tubería de acero: Comprende el destapado de la
cámara o la realización de un pozo para acceder
a la válvula enterrada, cierre de la válvula de entrada, colocación de placa ciega, verificación de
pérdidas en la zona de intervención y tapado de la
cámara o de la válvula.
Reconexión del servicio
Reconexión Tipo II: Reposición de
componente de la Acometida
--
Asimismo, procede el corte por reconexión indebida
del servicio luego del retiro de los componentes de
la acometida. En función de las características de la
acometida, los cortes del servicio se clasifican en:
--
Tabla 12
Actualización de precios y tarifas
De acuerdo con el contrato de licencia de explotación
(lote 88), el precio del gas natural en boca de pozo incluye fórmulas de actualización para que dicho precio
conserve su valor en el tiempo. La actualización de
precios máximos en boca de pozo se realiza el primer
día de cada año.
Las tarifas de transporte de gas natural por ductos en
alta presión de Camisea (Red Principal) se fijan cada 2
años, mientras que las Tarifas Únicas de Distribución
en Lima y Callao se fijan cada 4 años. Las resoluciones
que fijan las tarifas incluyen fórmulas de actualización
para los periodos comprendidos entre regulaciones.
Factores de actualización del
gas natural en “boca de pozo”
a. Factor de Reajuste del precio del gas
natural del Contrato de Licencia de
Explotación del Lote 88 (Camisea)
En el segundo semestre del año 2006 se renegoció el
Contrato de Licencia de Explotación de Hidrocarburos
en el Lote 88 , mediante el cual el Productor (Consorcio Pluspetrol) y el Estado peruano firmaron una quinta addenda a dicho contrato. La citada modificación
establece una nueva metodología para el cálculo del
Factor de Reajuste, desvinculando el cálculo del Factor de Ajuste de la canasta de precios internacionales
de residuales, y vinculándolo a índices internacionales relacionados con la industria del gas natural y del
upstream.
Según la quinta modificación al contrato de licencia
literal c) párrafo 2 durante los primeros 6 años contados a partir del 01 de enero de 2007, la aplicación del
factor de ajuste determinado en el literal b) no representará un incremento acumulado anual en el precio
máximo realizado superior al 5%, por lo tanto el factor
de ajuste actual es de 1,5834.
Durante los 5 años subsiguientes el incremento acumulado anual en el precio máximo realizado no superará el 7%. La fórmula de actualización aplicable desde el 01 de enero de 2007 es la siguiente:
Fórmula 1
Donde:
Ind1 = Promedio aritmético del índice Oil Fiel and gas Field
Machinery (WPS1191), publicado por el Department of Labor USA.
Ind2 = Promedio aritmético del índice Fuel and related
Fuente: Camisea-Pluspetrol
products and power (WPU 05), publicado por el Department of
Labor - USA., correspondiente al periodo (i) ó (o).
(i) Periodo de doce meses publicados anteriores al periodo
de ajuste.
(o) Periodo comprendido entre diciembre de 1999 y noviembre
de 2000.
b. Factor de Reajuste del precio del gas
natural aplicable a los Generadores
Eléctricos
De acuerdo al Contrato de Licencia de Explotación
del Lote 88 de Camisea se establece que a la fecha
de inicio de la operación comercial el precio realizado
máximo para el generador eléctrico sería de 1,0 US$/
MMBTU. El precio base del gas se reajusta según la
Fórmula 1 (antes indicada) o según los contratos suscritos con los clientes, siempre que estos últimos no
superen el valor obtenido con la Fórmula 1.
c. Factor de Reajuste del precio del gas
natural aplicable al Distribuidor de
Gas Natural
Con fecha 26 de julio de 2004 se suscribió el contrato de suministro entre el Productor y la empresa
concesionaria de distribución de gas natural en Lima
y Callao (GNLC o Cálidda).
De acuerdo con la cláusula décima y el Anexo II del
respectivo contrato el precio del gas natural a partir
de la puesta en operación comercial y hasta el 31 de
diciembre de 2005 fue 1,80 US$/MMBTU.
13
De acuerdo con el Contrato vigente, a partir del 1º de
enero de 2006 y anualmente cada primer día de los
años calendarios subsiguientes, el precio aplicable
será el precio base ajustado, el cual surge a partir del
producto del precio base por el factor de ajuste cuya
fórmula de cálculo se presenta en la página anterior
(Fórmula 1).
Los precios de mercado no pueden exceder los valores ajustados por dicha fórmula.
Factores de actualización para la
Red Principal de Camisea
Según el artículo 2° de la Resolución N° 086-2010OS/CD, el reajuste de las Tarifas de la Red Principal
de Camisea se efectuarán de acuerdo a lo establecido en el artículo 11° del “Procedimiento de Cálculo
de las Tarifas de Transporte y Distribución de Gas
Natural por Ductos para el Caso de la Red Principal
de Camisea” aprobado mediante Resolución N° 0782004-OS/CD, sus modificatorias y ampliatorias.
Por tanto los factores de actualización son:
Fórmula 2
FA1 = PPIa / PPIo
FA2 = TC
Donde:
El FA1 se aplica una vez al año y se actualiza el 1º
de marzo de cada año. Mientras el FA2 se aplica una
vez por mes.
Factores de actualización para la
Tarifa Única de Distribución
De acuerdo al artículo 13° de la Resolución N° 2612009-OS/CD que fija la fórmula de actualización de
las tarifas, considerando el factor de costos unitarios,
la fórmula es:
Fórmula 3
Donde:
a: Coeficiente de participación de la inversión existente.
b: Coeficiente de participación del acero en la ampliación.
c: Coeficiente de participación del polietileno en la ampliación.
d: Coeficiente de bienes y servicios nacionales en la ampliación.
PPI: Índice de Precios de Estados Unidos de Norteamérica,
definido como: Producer Price Index (Finished Goods less
Foods and Energy – Serie ID: WPSSOP3500), publicado por
“Bureau of Labor Statistics” de los Estados Unidos de Norteamérica. www.bls.gov
PPIa:Último Índice disponible al mes en que se hace la actualización.
IAC: Índice del Acero equivalente al WPU101706 publicado
por el “U.S. Department of Labor Bureau of Labor Statistics”
en su página web www.bls.gov
PPIo: Índice de Precios de Estados Unidos de Norteamérica correspondiente al mes en que se ha ofertado el costo de servicio
cuyo valor se fijó en 149,8.
IPE: Índice de Polietileno equivalente a WPU07110224 publicado por el “U.S. Department of Labor Bureau of Labor Statistics” en su página web.
TC: Tipo de cambio promedio determinado por la SBS, correspondiente a la “cotización de oferta y demanda – tipo de cambio promedio ponderado”. Se tomará en cuenta el valor venta
promedio de las cinco últimas cotizaciones disponibles y publicadas en el Diario Oficial El Peruano, al día 25 de cada mes.
IPM: Índice de Precios al Por Mayor publicado por el Instituto
Nacional de Estadística e Informática (INEI). Se utilizará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al día 28
del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán
aplicadas. (Fuente: www.inei.gob.pe)
PPI: Índice de Precios de Estados Unidos de Norteamérica.
Fuente: Minem
14
La Tarifa Única de Distribución entró en vigencia en mayo de 2010 y
el factor de actualización se aplica
cada tres meses.
Además de los parámetros definidos en la fórmula de cálculo del FA,
existe un parámetro adicional, el
Tipo de Cambio, que se usa para la
conversión de las Tarifas a moneda
nacional y cuya actualización se realiza los primeros días de cada mes.
Los coeficientes de participación
para cada cargo o componente se
fijaron según la tabla 14:
Según el artículo 3º de la Resolución Nº 051-2010-OS/CD que modifica lo establecido inicialmente en
el Artículo 11º de la Resolución Nº
261-2009-S/CD, el tipo de cambio
a emplearse es el promedio de los
valores de venta de los primeros 25
días de cada mes publicados por la
Superintendencia de Banca y Seguros a la fecha de la actualización.
Tabla 14
Parámetros generales de Actualización
Parámetros Generales de Actualización
a
VNR existente
Tarifas de Distribución
b
c
d
1
0
0
0
0,0954
0,3434
0,0274
0,5338
0,5538
Instalación de Acometidas
En muro existente
Medidor G1,6
0,4462
0
0
Medidor G4
0,5226
0
0
0,4774
Medidor G6
0,4407
0
0
0,5593
En murete construido
Medidor G1,6
0,3565
0
0
0,6435
Medidor G4
0,4325
0
0
0,5675
Medidor G6
0,3524
0
0
0,6476
Categoría C, D, E, GE
0
1
0
0
Categoría A y B
0
0
1
0
0
0
0
1
Corte
0
0
0
1
Reconexión
0
0
0
1
Derecho de Conexión
Inspección, supervisión y habilitación de redes internas
Categoría C, D, E, GE y GE
Corte y Reconexión
Precio del gas natural al usuario final
(Categorías A y B)
En esta sección se presenta una tabla con el precio
del gas natural aplicable a los usuarios de menores
consumos. No se considera a los usuarios con con-
sumos mayores porque generalmente éstos tienen
especialistas sobre regulación de tarifas y para el
cálculo del costo de los combustibles.
Tarifa en S/. (5)
Tabla 15
Pliego tarifario del servicio de distribución de gas natural
Unidad
Aplicable por el servicio
desde el 01/02/2012
Tarifas Únicas de Distribución (1)
Categoría A
Rango de Consumo hasta 300
sm3/mes
Margen de comercialización:
Margen Fijo de comercialización (MFC):
S/. Cliente Mes
3,0857
Margen de Distribución:
Margen Variable de Distribución (MVD):
S/./ 1 000 sm3
363,7064
S/./ GJ
2,8135 (5) x TCPG (3)
S/./ 1 000 sm3
34,2645 x TCRP (4)
Gas y Transporte
Precio del gas en boca de pozo
Tarifa de transporte de gas natural vía la Red Principal (2)
Tarifas Únicas de Distribución (1)
Categoría B
Rango de Consumo 301 - 17 500
sm3/mes
Margen de comercialización:
Margen Fijo de comercialización (MFC):
S/. Cliente Mes
120,9577
Margen de Distribución:
Margen Variable de Distribución (MVD):
S/./ 1 000 sm3
158,6028
Gas y Transporte
Precio del gas en boca de pozo
Tarifa de transporte de gas natural vía la Red Principal (2)
S/./ GJ
2,8135 x TCPG (3)
S/./ 1 000 sm3
34,2645 x TCRP (4)
(1) Tipo de Cambio S/. 2,6939; (2) Precisado por Resolución Osinergmin Nº 100-2009-OS/CD que el costo de transporte para consumidores regulados será igual al producto del costo medio de transporte por el volumen consumido. El costo medio de transporte resulta
del cociente entre el monto total de la factura por el servicio de transporte pagado y el volumen total transportado. Esta precisión es
aplicable a partir del 1º de mayo de 2009; (3) A calcular en la factura de cada mes con el tipo de cambio correspondiente (TCPG: Tipo
de Cambio del Precio del Gas Natural), según lo dispuesto en el artículo Nº 12 de la Resolución Osinerg Nº 261-2009-OS/CD. (4) A
calcular en la factura de cada mes aplicando a la Tarifa Aplicable de Distribución Vía la Red Principal, el tipo de cambio correspondiente (TCRP: Tipo de Cambio Red Principal), según lo dispuesto en el artículo Nº1 de la Resolución Osinerg Nº 086-2010-OS/CD. (5)
Valor Venta. No incluye IGV. / Fuente: Pliego Tarifario de Cálidda actualizado al 01 de febrero de 2012.
15
Tarifa de distribución de gas natural
en Ica
Tarifas iniciales
En la Cláusula 1412 del Contrato BOOT de Concesión
del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red
de Ductos en el Departamento de Ica, firmado entre
Contugas (concesionaria de la distribución del gas
natural en Ica) y el Estado, se establecieron las tarifas
iniciales de distribución de gas natural, los cargos
por acometida, el derecho de conexión aplicables a
los consumidores de Ica por un periodo de 8 años.
El contrato también establece las categorías de consumidores para dicha área de concesión, tal como se
puede apreciar en la tabla siguiente:
Tabla 16
Categoría de Consumidores
Categoría de
Consumidor
A - Residenciales
Rango de Consumo
m3/mes
Hasta 300
B - Comercio y Pequeña Industria De 301 a 19 000
C - GNV
De 19 001 a 370 000
D - Gran Industria
De 370 001 a 10 000 000
E - Generador Eléctrico
De 10 000 001 a 30 000 000
F - Petroquímica
Mayor a 30 000 001
Costos de corte
y reconexión
OSINERGMIN ha regulado los cargos de corte y reconexión, mediante el Procedimiento de Fijación de los
cargos de Corte y Reconexión de la concesión de distribución de gas natural de Ica.
Este procedimiento se inició el 28 de febrero de 2011
cuando Contugas, empresa concesionaria de la distribución de gas natural en Ica, presentó su propuesta
tarifaria a OSINERGMIN. Dicha propuesta fue sustentada por la concesionaria en audiencia pública que se
realizó en Chincha, el 24 de marzo de 2011.
El 14 de julio de 2011, se publicó la Resolución N°
135-2011-OS/CD que estableció los cargos de corte y
reconexión de gas natural en Ica13.
El 15 de agosto de 2011, se publicó el recurso de reconsideración interpuesto por Contugas contra la resolución tarifaria emitida por el organismo regulador.
Dicha reconsideración fue sustentada por la concesionaria en audiencia pública realizada en Chincha el 22
de agosto del mismo año.
Fuente: Contugas
12. Cláusula referida al régimen tarifario.
13. En dicha resolución se estableció que se debe seguir lo indicado en los artículos 4º y 5º de la norma “Condiciones de
Aplicación de Corte y Reconexión de suministros en concesiones de distribución de Gas Natural”, aprobada mediante Resolución Nº 0664-2008-OS/CD, publicada el 29 de noviembre de 2008.
16
Finalmente, OSINERGMIN resolvió este recurso de reconsideración mediante la Resolución Nº 177-2011OS/CD, publicada el 22 de setiembre de 2011, la cual
modificó los cargos máximos de corte y reconexión del
servicio de distribución de gas natural, los mismos
que se detallan en los párrafos siguientes.
• Para consumidores regulados con consumos me-
Tipos de corte
• Para consumidores con consumos mayores a
Cierre del servicio
• Para consumi-
Tabla 17
dores regulados Corte Tipo I: Cierre del servicio
con consumos
Categorías
US$
menores o iguaI-A y I-B
6,56
les a 300 m3/
I-B Industrial
25,24
mes: Comprende el cierre de la válvula de entrada, la verificación de las posibles fugas y el precintado.
• Para consumidores con consumos mayores a
300 m3/mes con válvula en cámara enterrada y
con tubería de acero o polietileno: Comprende el
acceso a la cámara de la válvula, el cierre de la
válvula de entrada, la verificación de posibles fugas y el precintado.
Retiro de los componentes de la
acometida
El Corte Tipo II es Tabla 18
aplicable cuando (i) Corte Tipo II: Retiro de
componente de la Acometida
pese a haberse apliCategorías
US$
cado el Corte Tipo I,
II-A
y
II-B
7,01
el usuario se recoII-B Industrial
52,73
necta indebidamente; (ii) en los casos
previstos en los literales b), c), d), f) y g) del artículo
75º del Reglamento; y (iii) en el caso previsto en el
segundo párrafo del artículo 67° del Reglamento. De
acuerdo a lo siguiente:
nores o iguales a 300 m3/mes: Comprende el cierre de válvula de entrada, el retiro del medidor y
regulador, según sea el caso, taponado del tubo
de conexión, la verificación de pérdidas y el precintado.
300 m3/mes: Comprende el acceso a la válvula
de entrada, el cierre de la válvula de entrada, el
retiro del medidor y regulador, según sea el caso,
cierre de tubería mediante fusión de casquete o
la instalación de una placa ciega y de una junta
cuando corresponda, el ajuste de bridas, la verificación de pérdidas y el relleno del pozo de ser
el caso.
Corte del servicio
El Corte Tipo III es aplicable: (i) cuando correspondiendo realizar el cierre del servicio, el usuario impida el
acceso al gabinete de acometida; (ii) en los casos en
que habiéndose aplicado el Corte Tipo II, el usuario se
reconecta indebidamente; y (iii) en el caso previsto en
el literal e) del artículo 75º del Reglamento. De acuerdo a lo siguiente:
• Para consumi-
Tabla 19
dores regulados Corte Tipo III: Corte del servicio
Categorías
US$
con consumos
menores o iguaIII-A y III-B
79,11
les a 300 m3/
III-B Polietileno
178,70
mes: ComprenIII-B Acero
207,04
de la realización
de un pozo para acceder a la tubería, el cierre de
la válvula de entrada, corte de la tubería, venteo
del gas desde la válvula hasta el punto de corte,
cierre de tubería mediante fusión de casquete, la
verificación de pérdidas y el relleno del pozo.
• Para consumidores con consumos mayores a 300
m3/mes con tubería de conexión de polietileno:
Fuente: MINEM
17
Comprende la realización de un pozo
para acceder a la tubería, cierre de la
válvula de entrada, corte de la tubería de polietileno, venteo del gas desde la válvula hasta el punto de corte,
cierre de tubería mediante fusión de
casquete, la verificación de pérdidas
y el relleno del pozo.
• Para consumidores con consumos
mayores a 300 m3/mes con tubería
de conexión de acero: Comprende la
realización de un pozo para acceder
a la válvula y cierre de la válvula de
entrada, colocación de placa ciega,
y de una junta cuando corresponda,
el ajuste de bridas, la verificación de
pérdidas en la zona de intervención y
el relleno del pozo.
Tipos de Reconexión
La descripción y secuencia de aplicación de las modalidades de reconexión Fuente: OSINERGMIN
se aplicarán en función del último corte
• Para consumidores regulados con consumos
efectuado. La reconexión solo procederá cuando se
menores o iguales a 300 m3/mes: Comprende la
cumpla con lo señalado en el artículo 68° del Rerealización de un pozo para acceder a la tubería,
glamento. Los tipos de reconexión y su secuencia de
el prensado y corte de la tubería de polietileno,
aplicación son los siguientes:
instalación de nuevo tramo de tubería de polie-
Reconexión por cierre del servicio
Este tipo es aplicable cuando la reconexión se debe a
la ejecución de un corte tipo I por Cierre del Servicio.
De acuerdo a lo siguiente:
• Para consumi-
Tabla 20
dores regulados Reconexión Tipo I: Reconexión
con consumos por cierre
Categorías
US$
menores o iguaI-A y I-B
8,40
les a 300 m3/
mes: ComprenI-B Industrial
34,47
de la reapertura
de la válvula de entrada, verificación de entrada
de gas a los equipos y el precintado.
• Para consumidores con consumos mayores a
300 m3/mes con válvula en cámara enterrada y
con tubería de acero o polietileno: Comprende el
acceso a la cámara de la válvula, la apertura de
la válvula de entrada, la verificación de entrada
de gas a los equipos y el precintado.
Reconexión por corte del servicio
Este tipo es aplicable cuando la reconexión se debe a
la ejecución de un corte Tipo III por Corte del Servicio.
18
tileno mediante electrofusión y enfriamiento, la
verificación de pérdidas de gas en la zona de intervención, reapertura de la válvula de entrada y
el relleno del pozo.
• Para consumidores con consumos mayores a
300 m3/mes con tubería de conexión de polietileno: Comprende la realización de un pozo para
acceder a la tubería, prensado y corte de la tubería de polietileno, instalación de nuevo tramo
de tubería de polietileno mediante electrofusión
y enfriamiento, la verificación de pérdidas en la
zona de intervención, reapertura de la válvula de
entrada y el relleno del pozo.
• Para
consumi- Tabla 21
dores con con- Reconexión Tipo III: Reconexión
sumos mayores por corte
Categorías
US$
a 300 m3/mes
con tubería de
III-A y III-B
89,29
conexión de aceIII-B Polietileno
208,45
ro: Comprende
III-B Acero
283,44
la realización de
un pozo para acceder a la válvula, cierre de la
válvula de entrada, retiro del disco ciego, apertura de válvula de entrada, verificación de pérdidas
en la zona de intervención y tapado de la cámara
o relleno del pozo.
Tarifa de transporte del Gasoducto
Andino del Sur
OSINERGMIN en cumplimiento de sus funciones fijó
la tarifa de transporte del Gasoducto Andino del Sur.
El procedimiento tarifario se inició el 08 de junio de
2009 con la presentación de la propuesta tarifaria y
los estudios técnicos económicos realizada por el concesionario.
El 23 de octubre del mismo año, OSINERGMIN publicó
la Resolución Nº 056-2010-OS/CD que fijó las tarifas
básicas iniciales de transporte del gasoducto andino
del sur.
Dentro del procedimiento de fijación tarifaria, la empresa Kuntur14 presentó15 un recurso de reconsideración contra la resolución antes mencionada, a través
del cual solicitó a OSINERGMIN que deje sin efecto la
resolución y que disponga la fijación de las tarifas utilizando los parámetros regulatorios propuestos por la
concesionaria.
Fuente: MINEM
Posteriormente, el 29 de diciembre de 2009 se publicó la Resolución Nº 299-2009-OS/CD que dejó sin
efecto la Resolución Nº 194-2009-OS/CD, y a su vez
ordenó que el procedimiento se retrotraiga a la etapa
de prepublicación.
El 26 de marzo de 2011 Kuntur presentó recurso de
reconsideración contra lo aprobado por el regulador.
Las principales discrepancias de Kuntur y OSINERGMIN están referidas a los siguientes puntos:
Luego, OSINERGMIN publicó la Resolución Nº 0562010-OS/CD que fijó las Tarifas Básicas Iniciales de
Transporte del Gasoducto Andino del Sur (Tabla 15)
y fijó un periodo de regulación de 8 años, contados a
partir del inicio de la Puesta en Operación Comercial
del gasoducto.
• Monto amortizado de la inversión.
• Periodo de regulación.
• El factor de actualización.
• La tasa de actualización, y
• La tarifa inicial de transporte.
Sin embargo, el regulador declaró este pedido como
infundado, mediante la Resolución Nº 105-2010-OS/
CD, con la cual concluyó el proceso tarifario en la vía
administrativa16.
Tabla 22
Tarifas Básicas Iniciales de Transporte del Gasoducto
Andino del Sur
Tarifas Básicas Iniciales
US$/Mil PC
US$/Mil m3
Servicio Firme
2,50
88,43
Servicio Interrumpible GGEE
3,58
126,32
Servicio Interrumpible Otros
3,13
110,53
Para las Tarifas Interrumpibles de los usuarios GGEE y Otros
se ha considerado un Factor de Carga de 70% y 80%, respectivamente.
Fuente: Kuntur
14. Concesionaria del transporte de gas natural al sur del país.
15. El 13 de noviembre de 2009.
16. En setiembre de 2011, Kuntur solicitó al Poder Judicial la nulidad de la Resolución Nº 105-2010-OS/CD con el que OSINERGMIN declaró infundado el recurso de reconsideración que la empresa gasista interpuso para impugnar la fijación de
las tarifas de transporte de gas natural del gasoducto de su concesión. Asimismo demandó que los jueces dispongan que
el regulador haga una nueva regulación tomando en cuenta sus parámetros tarifarios.
19
Consumo
Los gráficos que ilustran esta página muestran la evolución del consumo de gas natural desde agosto de 2004,
destacándose que la generación eléctrica y las exportaciones explican el 86% del consumo.
De acuerdo con la información brindada por
la empresa TGP, que opera la Red Principal
de Transporte del gas natural de Camisea, el
consumo mensual de este hidrocarburo ha
pasado de 5,17 millones de m3 a 910 millones de m3, entre agosto del año 2004, que
comenzó a operar el Proyecto, y mayo del año
2011 (Gráfico 7).
En la misma figura se aprecia que en mayo de
2011 el 60% del consumo total del hidrocarburo se explica por las exportaciones de gas
natural licuado; el 26% por el combustible empleado en la generación eléctrica; el 10% por
la demanda de los clientes regulados; y el 4%
restante por el gas empleado por los clientes
iniciales e independientes del gas de Camisea.
Gráfico 7
Evolución del consumo de gas natural
Fuente: TGP
Gráfico 8
Consumo de gas natural de Camisea para la generación
de electricidad
En lo que respecta al sector eléctrico, el empleo de gas natural de Camisea ha pasado
de 247 296 miles de m3 en noviembre de
2010 a 289 887 miles de m3 en el mismo
mes del año 2011, tal como se aprecia en
el gráfico 8.
El incremento de 17,22% en el empleo mensual de gas natural en la generación de
electricidad en el periodo indicado, evidencia que este combustible es atractivo para
el sector eléctrico en razón a sus menores
costos y a sus ventajas medioambientales.
Fuente: MINEM
Publicación de distribución gratuita, elaborada y editada por Teps Group
S.A.C. por encargo de OSINERGMIN - GART, según CLS OSINERGMIN Nº
- 036 - 2011, del 05 de octubre de 2011.
Participaron en su elaboración:
Gerente Adjunto GART:
Gerente de División de Gas Natural:
Especialistas:
20
Víctor Ormeño Salcedo
Luis Espinoza Quiñones
Carlos Palacios Olivera
Virginia Barreda Grados
Oscar Echegaray Pacheco
Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria - GART
División de Gas Natural
Av. Canadá 1460 - San Borja - Lima 14; Tel. 219 3400;
Ax: 2001/2019 Fax: 224 0491.
Impreso en los talleres gráficos de Mad Corp S.A.
Copyright©OSINERGMIN - GART 2012
La reproducción total o parcial de este documento y su tratamiento
informático están permitidos, siempre y cuando se cite la fuente.